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UNIVERSIDADNACIONALDEINGENIERA
FACULTAD DE INGENIERA DE PETROLEO,GAS NATURAL Y PETROQUIMICA
DISEO DE UN SISTEMA DE RECOLECCION YTRANSPORTE DE GAS NATURAL
TESIS
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO DE PETROLEO
ELABORADO POR:
ROBERTO ALVAREZ CALLE
PROMOCION 1990-1
LIMA PER
2012
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i
DEDICATORIA
Este trabajo va dedicado a mi Madre, Dionicia CalleLuque y a mi Padre Juan lvarez Cahuin, que fueron laspersonas que impulsaron y apoyaron la realizacin demis estudios.A mi esposa por el optimismo que me transmiti paraseguir adelante.A mis hijos: Liliana, Juan y Linsdy por su comprensin ycario.Y a mis familiares y amigos que tuvieron siempre unaspalabras de aliento.
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ii
AGRADECIMIENTOS
En primer lugar quiero agradecer a la Facultad de Ingeniera de Petrleo, por
la formacin recibida durante los aos de estudio.
Esta tesis, si bien a requerido un esfuerzo y dedicacin, no se hubiera
finalizado sin la cooperacin desinteresada de todas las personas que a
continuacin citare:
A los Ingenieros Arturo Fernndez, Alejandro Gil, Ronald Hinojosa y Miguel
Paniagua de la Compaa SERPETBOL, que tuvieron la amabilidad de
facilitarme la informacin necesaria y complementaria al tema.
Debo agradecer de manera especial y sincera al Ing. Federico Daz Morales
, por aceptarme ser el asesor de mi tesis y a quien debo la forma correctade presentar el tema .
Al Ing. Roger Julio Llaxacondor por su ayuda en la correccin, y la edicin,
de este trabajo.
Por ltimo hago extensivo este agradecimiento profundo y sincero para mi
familia que, sin su apoyo y colaboracin habra sido imposible llevar a cabo
este trabajo.
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iii
SUMARIO
La tesis que desarrollo plantea el diseo de un sistema de recoleccin y
transporte de gas natural.
Se proyecta la construccin de facilidades de produccin en cada
campo, con el propsito de recolectar la produccin de sus pozos, hacer la
medicin fiscal, y control de corrosin por la presencia de CO2 y H2O, ydesde las facilidades enviar la produccin hasta la planta de tratamiento
Santa Rosa.
En la provincia Santa Rosa se tiene campos nuevos, para su desarrollo y
explotacin, llamado Palometa y Santa Rosa Este respectivamente las
cuales resultaron productores de gas seco y aceite ligero.
Es por esta razn, que la tesis se enfoca al diseo conceptual de las lneas
de recoleccin y produccin, locaciones de los pozos y las facilidades de
produccin, para la incorporacin del gas y el aceite ligero de estos
campos hacia las instalaciones de la planta de tratamiento Santa Rosa.
Para lograr lo anterior, se emplea la siguiente metodologa de trabajo:
1. Recopilacin, discretizacin y anlisis de la informacin disponible
2. Anlisis de sensibilidad con simulador de flujo multifasico PipeSim,
para realizar el diseo hidrulico de los ductos de transporte, en baseal pronstico de la produccin.
Con toda la informacin obtenida en los puntos anteriores mencionados, se
cont con los elementos para realizar el diseo de la infraestructura de
explotacin de los campos (lneas de recoleccin y produccin, instalaciones
en las locaciones de pozos y facilidades de produccin).
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iv
DISEO DE UN SISTEMA DE RECOLECCION Y TRANSPORTE DE GAS
NATURAL
Dedicatoria i
Agradecimiento ii
Sumario iii
ndice iv
CAPITULO I: Introduccin 1
CAPITULO II: Planteamiento del Problema 3
2.1 Objetivo General 3
2.2
2.32.4
Objetivos Particulares
HiptesisVariables
3
44
CAPITULO III: Marco Terico 5
3.1 Sistema de Recoleccin 5
3.2 Flujo en Tuberas 7
3.3 Fundamentos de Flujo a travs de Tuberas 8
3.4 Flujo de una sola Fase 14
3.5 Flujo Multifsico en Tuberas 19
3.6 Flujo Multifasico en Tuberas Horizontales 31CAPITULO IV: Definicin de Infraestructura y Propuesta de
Explotacin 38
4.1 Anlisis de Informacin disponible 38
4.2 Localizacin del Proyecto 43
4.3 Instalaciones Superficiales en Locaciones de Pozos 44
4.4 Sistema de Transporte de Lquidos 49
4.5 Facilidades de Produccin 71
CAPITULO V Anlisis Econmico y Cronograma de Trabajo
5.1 Anlisis Econmico
5.2 Cronograma de Trabajo
79
79
82
CAPITULO VI Conclusiones y Recomendaciones 84
6.1 Conclusiones 84
6.2 Recomendaciones 85
CAPITULO VII Glosario Tcnico 86
CAPITULO VIII Bibliografa 90
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CAPITULO I
INTRODUCCIN
En esta tesis se plantea el diseo y construccin de instalaciones
de recoleccin y transporte de gas natural para su eficiente explotacin,
aprovechado la energa aportada por los yacimientos de gas.
Se proyecta la construccin de facilidades de produccin en cada
campo, con el propsito de recolectar la produccin de sus pozos, hacer la
medicin fiscal, y control de corrosin por la presencia de CO2 y H2O, y
desde las facilidades enviar la produccin hasta la planta de tratamiento
Santa Rosa (Bolivia).
En este punto es importante mencionar que se va analizar nicamente las
lneas de recoleccin y produccin tomando en cuenta desde la cabeza de
los pozos hasta las facilidades de produccin y luego a la planta de
tratamiento Santa Rosa, sin analizar los pozos, ya que el comportamiento
real de los mismos va a variar de acuerdo a la programacin de work over`s
que se tenga en cada uno de ellos.
En la provincia Santa Rosa se tiene campos nuevos, para su desarrollo y
explotacin, llamado Palometa y Santa Rosa Este respectivamente las
cuales resultaron productores de gas seco y aceite ligero.
Dado que en estos campos se podrn operar a presiones en un rango de
1400 a 1700 psia en superficie, se propone aprovechar la energa asociada
a esta presin para hacer la separacin a alta presin, con lo que se espera
obtener las siguientes ventajas:
1. Administrar y ahorrar la presin de los yacimientos
2. Hacer la medicin fiscal y probar los pozos
3. Disminuir gradualmente el mantenimiento por concepto de corrida
de chancho de limpieza y inspeccin en ducto de transporte, lo cual
disminuye los costos de operacin y mantenimiento.
Es por esta razn, la tesis se enfoca al diseo conceptual de las lneas de
recoleccin y produccin, locaciones de los pozos y las facilidades de
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produccin, para la incorporacin del gas y el aceite ligero de estos
campos hacia las instalaciones de la planta de tratamiento Santa Rosa.
Para lograr lo anterior, se emplea la siguiente metodologa de trabajo:3. Recopilacin, discretizacin y anlisis de la informacin disponible
4. Anlisis de sensibilidad con simulador de flujo multifasico PipeSim,
para realizar el diseo hidrulico de los ductos de transporte, en base
al pronstico de la produccin.
Con toda la informacin obtenida en los puntos anteriores mencionados, se
cont con los elementos para realizar el diseo de la infraestructura de
explotacin de los campos, lo cual incluye los siguientes componentes.
A. Facilidades de produccin
1. Manifold de produccin, montado sobre patn.
2. Separador trifsico de produccin con todos sus equipos,
instrumentos y caeras asociadas montado sobre patn.
3. Depurador de gas para instrumentos
4. Trampa lanzadora y/o receptora
B. Instalaciones en locaciones de pozos
1. Panel HIPPS (High Integrity Pressure Protection System) de pozo
2. sistema de gas para utilitarios
3. Sistema de desfogue
4. Sistema de aire para instrumentos
5. Tinglado de proteccin
6. Suministro de energa
7. Seguridad en las locaciones
8. Sistema de telemetra y PLCs
C. Ductos de transporte para lneas de recoleccin y lneas de produccin
1. Lneas de recoleccin: de 3 de 6 pozos a facilidades de produccin,
12,284 Km. en total.
2. Lneas de produccin: de facilidades Palometa a facilidades Santa
Rosa este de 6 x 11,179 km. de facilidades Santa Rosa este a planta
Santa Rosa de 6 x 5,566 km
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CAPTULO II
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El gas natural de cualquier campo, necesita ser monetarizado para su
explotacin econmica para ello, se necesita llevarlos a los mercados.
Una etapa importante es la de recoleccin y transporte para llevarlo a
la planta de tratamiento.
Se hace la recoleccin de la produccin de cada campo en un
manifold, para realizar la medicin fiscal mediante un separador deproduccin que medir la produccin por campo (gas, petrleo y agua), y
luego transportar la produccin total del campo hacia la planta de tratamiento
mediante una lnea troncal.
2.1 Objetivo general:
Plantear un sistema de recoleccin y transporte de gas natural para
explotacin de campos nuevos, con objeto de transportar loshidrocarburos de manera eficiente hasta la planta de tratamiento Santa
Rosa, as como administrar y ahorrar la energa aportada por los
yacimientos de gas.
2.2 Objetivos particulares:
Desarrollar un sistema de recoleccin y transporte de gas natural que
permita:
1. Administrar y ahorrar la energa aportada por los yacimientos de gas y
condensado, con la finalidad de alargar la vida de los mismos.
2. Que sean eficientes los procesos de separacin gas-aceite agua
para hacer la medicin fiscal y luego reinyectar a la lnea de
produccin hacia la planta de tratamiento Santa Rosa.
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3. Construir la alternativa ms adecuada, tcnica y econmicamente de
infraestructura de explotacin para los campos.
2.3 Hiptesis:
El diseo de una infraestructura de explotacin de gas natural,
considerando adecuadamente las lneas de recoleccin y produccin de
los diferentes campos de gas, ser optimizado usando un simulador de
flujo multifsico, para realizar el diseo hidrulico de los ductos de
transporte en base a los pronsticos de produccin, y determinar los
dimetros de los ductos, reducir la presin en la boca de pozo y retencin
de lquidos en el sistema.
2.4 Variables:
1. Caudal de produccin de gas natural
2. Presin en boca de pozo
3. Temperatura
4. Caractersticas de flujo
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CAPTULO III
MARCO TEORICO
3.1 Sistema de Recoleccin
La recoleccin de los hidrocarburos que fluyen de los pozos productores
hasta las facilidades de produccin se efecta mediante lneas y un
conjunto de vlvulas llamadas manifold mltiple de distribucin o cabezal,
que esencialmente consiste de dos o ms lneas paralelas situadas en
plano horizontal. Uno o ms de estos colectores se utilizan para la
produccin general y el otro para la medicin individual de los pozos. Los
dimetros de cada uno de estos son diferentes en cada caso, puesto que
su funcin es directa con los volmenes de produccin a manejar.
Las lneas de descarga de los pozos a las facilidades, tiene en su entrada
al manifold, vlvulas de retencin que impiden el retroceso del fluido en
caso de existir una cada de presin brusca. Todas estas lneas se
conectan transversalmente a los colectores e igualmente llevan en susconexiones vlvulas de compuertas de vstago desplazable, las que
permiten realizar los movimientos necesarios para impedir que los pozos
conectados al colector de produccin o de grupo, puedan descargar su
fluido al colector de medicin o viceversa.
Estos colectores en su otro extremo estn cerrados por medio de una
brida ciega.
Las lneas que llegan hasta el colector de medicin cuentan con tantas
vlvulas de vstago desplazable; como movimiento se requiere para
lograr el funcionamiento perfecto de la instalacin.
De ambos colectores parten las lneas de alimentacin a sus respectivos
separadores, que tambin llevan vlvulas de control, ubicadas en tal
forma que permiten la distribucin uniforme de la carga de alimentacin
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El sistema de recoleccin transporta los hidrocarburos en flujos bifsicos
(gas - condensado/petrleo) o trifsico (gas - condensado/petrleo
agua de formacin); en su diseo es importante determinar los dimetros
ptimos para transportar la produccin de cada pozo; con la mnima
perdida de friccin y de esta manera ahorrar energa en los reservorios.
Se recomienda que la construccin de estas lneas de surgencia se las
entierren, especialmente en pozos gasferos, para evitar la accin de las
temperaturas bajas en el periodo de invierno, el cual puede causar
congelamiento.
Tambin se debe instalar una red de proteccin catdica para aspreservar la integridad de la caera por largo tiempo.
Otro de los aspectos importantes en el diseo de una facilidad de
produccin es la ubicacin, sobre la cual se instalara, puesto que de ello
depender su funcionamiento seguro por lo tanto, conviene remarcar que
su localizacin sea tal que sus caractersticas topogrficas permitan la
construccin de la facilidad de produccin con las mnimas
modificaciones del terreno y principalmente que sirvan para procesar el
mayor numero de pozos, ofreciendo al mismo tiempo menores
resistencias al flujo. Para que esto se realice, debern evitarse distancias
excesivas, cambios de direccin brusca en las lneas de descarga,
desniveles muy marcados, etc.
Indudablemente la mejor forma de visualizar el funcionamiento de una
facilidad de produccin, es mediante un plano de recoleccin del campo que como el nombre indica es un plano que muestra el recorrido del
fluido desde cada uno de los pozos hasta la ubicacin de la facilidad de
produccin y de esta a la Planta de Tratamiento.
Las consideraciones que se deben tomar para el punto de ubicacin de la
batera de separacin son las siguientes:
i) La facilidad de produccin debe estar localizada tan cerca del rea deproduccin de los pozos; tomando en cuenta la extensin y dimensin
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del campo, de acuerdo al estudio geolgico; el cual inclusive puede
determinar las coordenadas de los futuros pozos a perforar.
ii) Otros factores que afectan en el punto de ubicacin de la Facilidad deProduccin son:
Drenaje: La ubicacin debe tener un buen drenaje; si es posible en
todas las direcciones, lejos de las corrientes del agua natural (ros,
lagos, etc.) y en una posicin alta con relacin a la zona que
sufren de inundaciones peridicas.
Aereacin: Deben tomarse en cuenta la intensidad de los vientos
en la zona; si la velocidades de los vientos son demasiadoelevadas, la ubicacin topogrfica no debe ser alta; si es posible
elegir una zona de valle; en todo caso debe haber una buena
aereacin para facilitar los procesos de enfriamiento del equipo.
Resistencia del terreno: La zona debe poseer buena resistencia a
la compresin; para soportar las cargas en cuanto al peso y
vibraciones de los diferentes equipos en especial. Se recomienda
hacer un estudio de suelo previamente.
Expansin: El terreno debe poseer una dimensin considerable,
teniendo siempre en cuenta ampliaciones futuras.
Fuente de agua: Disponibilidad de agua cercana ya sea a travs
de corriente de agua o perforaciones de pozos.
3.2 Flujo en Tuberas
Las principales cadas de presin en el sistema integral de produccin se
dan en la tubera de produccin (T.P), y de la lnea de descarga (L.D)cuando esta es demasiado extensa, por lo tanto es de vital importancia
para los ingenieros de produccin contar con herramientas adecuadas
para predecir las cadas de presin de esta manera optimizar el diseo
de los pozos, con el objetivo de maximizar la vida productiva de cada
uno de ellos. Para cumplir con este objetivo muchos investigadores se
han dado a la tarea de desarrollar correlaciones para flujo multifsico con
base en la experimentacin.
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Los tres principales componentes que gobiernan las cadas de presin
en tuberas para cualquier tipo de fluido y cualquier direccin de flujo
son:
Perdidas por elevacin
Perdidas por friccin
Perdida por aceleracin
Para flujo vertical o direccional las cadas de presin por elevacin son
las ms significativas y para flujo horizontal las cadas de presin por
friccin son las que predominan.
El desarrollo de todas las correlaciones de flujo es a partir de la ecuacin
general de balance de energa, por lo tanto empezaremos este captulo
explicando brevemente su desarrollo.
3.3 Fundamentos de Flujo a travs de Tuberas
i) Ecuacin de balance de energa
La ecuacin general que gobierna el flujo de fluidos a travs de una
tubera, se obtiene a partir de un balance microscpico de la energa
asociada a la unidad de masa de un fluido que pasa a travs de un
elemento aislado de sistema, como se muestra en la figura 3.1.
Figura 3-1 Diagrama de flujo para un conducto aislado
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De acuerdo con la ley de la conservacin de la energa:
E1 + Wf + Ws = E2 (3.1)
Wf = Perdidas de energa por friccin, estas prdidas correspondes a la
friccin interna del fluido (viscosidad) y a la friccin del fluido con las
paredes rugosas de la tubera.
Ws = Perdidas de energa por trabajo externo
E1 = Energa por unidad de masa en la posicin uno
E2 = Energa por unidad de masa en la posicin dos
Energa de expansin
La energa de expansin est dada por la siguiente expresin:
(3.2)
Donde:
V=Volumen especifico (1/).
Energa potencial
La energa potencial est dada por la siguiente expresin:
Energa cintica
La energa cintica est dada por la siguiente expresin:
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Al sustituir las energas correspondientes a las posiciones 1 y 2 en la
ecuacin 3.1 se obtiene:
Donde:
V=Volumen especifico (1/).
Multiplicando la ecuacin 3.5 por ( / L) y considerando despreciables
las prdidas de energa por trabajo externo se tiene:
A esta ecuacin se le acostumbra escribir de la siguiente forma:
Donde:
ii) Prdida de presin por friccin
Las prdidas de presin por friccin en conductos circulares de dimetro
constante han sido determinadas experimentales por varios
investigadores. Los resultados de esta experimentacin utilizando
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tuberas de diversos materiales, constituyen la base de las formulas que
actualmente se usan.
Ecuacin de Darcy
Darcy, Weisbach y otros, dedujeron experimentalmente la siguiente
ecuacin expresada en unidades consistentes para obtener el gradiente
de presin debido a la friccin:
Factor de friccin
El valor del factor de friccin (f) es funcin de la rugosidad de la tubera
() y del nmero Reynolds (Nre), por lo tanto:
f = F(, Nre)
El nmero de Reynolds (adimensional) se define como:
Donde:
d = Dimetro de la tubera (pie)
v = Velocidad del liquido (pie/seg)
= Densidad del liquido (lbm/pie)
= Viscosidad del liquido (lbm/pie-seg)
la rugosidad () de una tubera es una caracterstica de su superficie, la
cual est constituida por pliegues o crestas unidas. Los valores ms
comnmente empleados en la industria son:
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Tipo de Tubera
(pg)
Tubera estriada 0,00006
Tubera de produccin o perforacin 0,0006
Tubera de escurrimiento 0,0007
Tubera galvanizada 0,006
Para calcular el valor de (f) es necesario determinar el rgimen de flujo.
En conductos, los fluidos se mueven de acuerdo a cualquiera de los
siguientes regmenes de flujo: Laminar, transitorio o turbulento.
El flujo laminar ocurre cuando las partculas del fluido se mueven en
lneas rectas al eje del conducto. A velocidades mayores las partculas se
mueven de una manera catica, en este caso el flujo es turbulento.
Osborne Reynolds estableci experimentalmente un parmetro para
determinar el rgimen de flujo en tuberas, a este parmetro le llamo
numero de Reynolds. El flujo laminar se presenta cuando Nre < 2300, y el
flujo turbulento cuando Nre > 3100.
Para flujo laminar de una sola fase (Nre < 2300), (f) depende
exclusivamente del valor del (Nre) y esta dado por:
Para flujo turbulento (Nre > 3100), (f) est dado por la ecuacin deColebrook y White:
Se observa que para calcular (f) se requiere un proceso iterativo, debido
a que (f) se encuentra en ambos lados de la igualdad. Basndose en la
ecuacin 3.10, Moody preparo un diagrama para determinar el factor defriccin en tuberas de rugosidad comercial (figura 3.2)
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El diagrama de Moody es el siguiente:
Figura 3-2 Factor de friccin para cualquier tipo de tubera comercial
1) Se observa que para valores de (Nre < 2300) flujo laminar, (f)depende exclusivamente del nmero de Reynolds.
2) A partir de (Nre > 3100) se inicia la zona de flujo turbulento. Dentro
de esta, (f) depende tanto del (Nre) como del valor de rugosidad
relativa (/d), el cual es un valor adimensional.
3) La zona francamente turbulenta se inicia a diferentes valores de (Nre),
dependiendo del valor de la rugosidad relativa (/d). en la zona (f) es
independiente del (Nre) y varia nicamente con el valor de (/d), elvalor de (f) en esta zona es calculada por la siguiente ecuacin:
4) Cuando el flujo es crtico (2300 < Nre < 3100), (f) se puede aproximar
con la siguiente expresin:
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De esta manera se pueden calcular los valores del factor de friccin (f)
dependiendo el tipo de flujo que tengamos. Posteriormente el valor de (f)
ser utilizado para calcular las cadas de presin por friccin.
3.4 Flujo de una sola Fase
i) Flujo de lquido
De la ecuacin 3.6, el gradiente de presin total despreciando el efecto
por aceleracin se puede escribir de la siguiente manera:
La cada de presin por elevacin se calcula de la siguiente manera:
Donde:
h = Diferencia de altura (pie)
La perdida de presin por friccin en unidades practicas, se obtiene a
partir de la ecuacin de Darcy, quedando de la siguiente forma:
Donde:
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q = Gasto de liquido (bpd)
L = Longitud de la tubera (millas)
d = Dimetro de la tubera (pg)
Para obtener la cada de presin total a lo largo de una tubera, sumamos
las cadas de presin debido a la elevacin y a la friccin. La ecuacin
final queda de la siguiente manera:
Como ya vimos, necesitamos obtener el valor del nmero de Reynolds
para encontrar el valor del factor de friccin (f), por lo que tambin es
importante encontrar el factor de conversin que nos permite calcular el
(Nre) en unidades prcticas, el cual queda de la siguiente forma:
Donde:
q = Gasto de liquido (bpd)
d = Dimetro de la tubera (pg)
= Viscosidad relativa del liquido
ii) Flujo de gas
Como ya vimos anteriormente, la cada de presin total es la suma de la
cada de presin por elevacin y por friccin. Para flujo de gas, la forma
de calcular la cada de presin por elevacin y por friccin es partiendo
de la ecuacin de Darcy, haciendo las sustituciones convenientes laecuacin final queda de la siguiente forma:
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PF = 5
2
0
0 ).460(.
46098,519 d
LTZgq
T
Pf
Observamos en la ecuacin anterior que la cada de presin por friccin
esta en funcin del valor de la presin media P y es definida como
P = (P1 + P2)/2, y adems puede ser definida como. PF= (P1 - P2)
Por lo tanto, si multiplicamos ambos miembros de la ecuacin por P y
buscamos el factor de conversin para unidades prcticas, obtenemos lo
siguiente:
Donde:
q = Gasto de gas (pcd)
L = Longitud de la tubera (millas)
d = Dimetro de la tubera (pg)
f = Factor de friccin
P = Presin media
T = Temperatura media
= Densidad relativa del gas
Z =Factor de compresibilidad del gas medido a P y T
y = Presin al inicio y el final > (lb / )
y = Presin y Temperatura a C.S, normalmente 14,7 (lb / ) y 60
F
La cada de presin debido al cambio de elevacin se expresa de la
siguiente forma:
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Por lo que las prdidas por elevacin en unidades practicas queda de la
siguiente forma:
Nuevamente podemos sustituir el valor de por ( - ) y multiplicar
ambos miembros de la ecuacin por , obteniendo lo siguiente:
Donde:
h = Elevacin con respecto a un nivel base (pie)
Es importante sealar que el valor de h se toma a un nivel base que
normalmente es la superficie, el valor de h ser positivo hacia arriba y
negativo en caso contrario. Otra forma de ver el signo de h es el
siguiente: Si el flujo va en contra de la fuerza de gravedad, el valor de ladiferencia de alturas (h) ser positivo, por otro lado si el flujo va en el
mismo sentido de la fuerza de gravedad, el valor de la diferencia de
alturas (h) ser negativo.
La ecuacin 3.18 es la que nos permite evaluar exclusivamente las
prdidas de presin por elevacin. Como se observa, a diferencia de la
ecuacin de perdida por friccin, es necesario suponer un valor de
para obtener una P y as calcular las prdidas de presin por elevacin.
Por lo tanto se necesita un proceso iterativo hasta alcanzar que la
supuesta sea aproximadamente igual a la calculada.
Sumando las ecuaciones 3.17 y 3.18 podemos calcular y segn sea
el caso, tomando en cuenta las siguientes suposiciones:
- Flujo en rgimen permanente.
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- Flujo de una sola fase (gas).
- Prdidas por aceleracin despreciables.
Como se puede observar en la ecuacin anterior, se debe suponer un
valor de para poder obtener el valor de P y con este calcular el valor
de Z .
La ecuacin 3.19 puede ser despejada para obtener un gasto
determinado dadas unas condiciones de presin de entrada y salida,
como el dimetro de la tubera.
Donde:
O bien el dimetro dadas unas condiciones de presin y gasto:
Al igual que el flujo de lquido por tuberas, es conveniente obtener una
ecuacin del nmero de Reynolds para flujo de gas en las que sus
factores estn en unidades prcticas. Haciendo las respectivas
sustituciones el (Nre) en unidades de campo queda de la siguiente forma:
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Donde:
= Gasto de gas (pcd)
= Densidad relativa del gas
d = Dimetro de la tubera (pg)
= Viscosidad del gas (cp)
Como la distribucin de presiones en un gaseoducto no es lineal, se
recomienda el uso de la siguiente ecuacin para obtener la presin
media.
2
2
2
1
3
2
3
1
3
2
PP
PPP 3.24)
Al igual que en el flujo de lquidos por tuberas, la eficiencia es un factor
de ajuste para compensar los efectos de corrosin, erosin, rugosidad e
incrustaciones que no se consideran en la deduccin de las ecuaciones
de flujo, de tal forma que los resultados que se obtengan deben sercorregidos para obtener el gasto real. Los valores ms comunes de EF
(Eficiencia de flujo) para flujo de gas, segn Ikoku son:
LneaContenido de
lquido gal/MMpieEF
GAS SECO 0,1 0,92
GAS HUMEDO 7,2 0,77
GAS CONDENSADO 800 0,6
3.5 Flujo Multifasico en Tuberas
El flujo multifasico en tuberas es definido como el movimiento
concurrente de gas libre y liquido en las tuberas. El gas y el lquido
pueden existir como una mezcla homognea, o el lquido puede estar en
baches con el gas empujando detrs de l, u otras combinaciones de
patrones de flujo pueden estar presentes. El gas puede estar fluyendo
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con dos lquidos (aceite y agua) y existir la posibilidad de que los dos
lquidos puedan estar emulsificados. Los problemas de flujo multifasico
pueden ser divididos en 4 categoras:
1) Flujo multifasico vertical
2) Flujo multifasico horizontal
3) Flujo multifasico inclinado
4) Flujo multifasico direccional
Los fluidos despus de entrar al pozo viajan a travs de la tubera de
produccin o por el espacio anular hacia la superficie, esto implica
problemas de flujo multifasico vertical o direccional. Al llegar a la
superficie los fluidos pueden o no pasar a travs de un estrangulador, y
de ah fluir a travs de tuberas llamadas lneas de descarga, este flujo
multifasico a travs de las lneas de descarga implica problemas de flujo
multifasico horizontal o inclinado.
La aplicacin de correlaciones de flujo multifasico para predecir las
cadas de presin en tuberas es extremadamente importante para laindustria petrolera. Estos son algunos de sus usos:
1) Flujo natural: Cuando los fluidos son producidos desde el yacimiento y
a travs de todo aparejo de produccin la energa es disipada. Para
prolongar la vida fluyente de los pozos tanto como sea posible hay
una necesidad de minimizar las prdidas de energa (presin), esto se
puede lograr teniendo un ptimo diseo del aparejo de produccin.
2) Instalaciones de sistema artificiales: las prdidas de presin en
tuberas verticales son necesarias para el propio diseo de muchos
sistemas artificiales de produccin. Por ejemplo en bombeo
neumtico, ya que al inyectar gas se tiene flujo multifasico en la
tubera de produccin.
3) Diseos de tuberas que transportan flujo multifasico: Determinar los
dimetros y longitudes ptimas de tuberas que transportan flujo
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multifasico. Un ejemplo de estos son tuberas de produccin, lneas de
descarga, lneas de transporte de condensados, gaseoductos cuando
algn qumico est siendo inyectado para prevenir el congelamiento
etc.
Como se ha estado mencionando el conocer las cadas de presin
para flujo multifasico en tuberas sirve para optimizar las producciones
de los pozos petroleros y as obtener una mayor rentabilidad de los
proyectos.
i) Propiedades de los Fluidos
Otro aspecto que es importante tratar cuando se habla de flujo
multifasico en tuberas es el de las propiedades de los fluidos (aceite, gas
y agua), ya que en todo momento del transporte de fluidos, la presin y la
temperatura estn variando por lo que las propiedades de los fluidos
tambin varan.
Algunas propiedades de los fluidos son las siguientes:
Factores de volumen: .
Relaciones gas-aceite: R, .
Densidades: .
Viscosidades: .
Compresibilidades:
Factor de volumen del aceite y gas (B0 y Bg)
Standing.
Donde:
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Vzquez.
Donde es el valor de la densidad relativa del gas normalizado a una
presin de separacin de 100 (lb / ) y se obtiene de la siguiente
ecuacin:
Donde los coeficientes dependen de la densidad API del aceite
Coeficiente API < 30 API > 30
C1 (4,677 x ) (4,67 x )
C2 (1,751 x ) (1,1 x )
C3 (-1,811 x ) (1,337 x )
De la ecuacin de los gases reales se obtienen el factor de volumen del
gas:
Para estos casos se tiene la siguiente nomenclatura:
Z = Factor de compresibilidad del gas
P = presin
T = Temperatura
API = Densidad del aceite en grados API
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Densidad del gas disuelto
Densidad del aceite
Saturado.
Bajo saturado
Donde:
Densidad del gas
Donde:
Densidad del agua saturada
Donde:
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Viscosidad del aceite
Saturado
F = 3,03320 0,02023 API
Bajo saturado
Donde:
Relacin de solubilidad
Standing
Vzquez
Donde:
Los valores de los coeficientes se muestran en la siguiente tabla.
Coeficiente API< 30 API> 30
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C1 0,0362 0,0178
C2 1,0937 1,187
C3 25,724 23,931
ii) Patrones de Flujo
Al fluir simultneamente en una tubera, las dos fases pueden fluir de
diferente forma, cada una de estas formas presenta una distribucin
relativa de una fase con respecto a la otra, constituyendo un patrn o tipo
de flujo. Las siguiente figura muestran el patrn de flujo en tubera
horizontal porBeggs figura 3-3.
Figura 3-3 Patrones de flujo horizontal, observados porBeggs
iii) Colgamiento
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El colgamiento se define como la relacin entre el volumen de lquido
existente en una seccin de la tubera a las condiciones de flujo y el
volumen de la seccin aludida. Esta relacin de volmenes depende de
la cantidad de lquido y gas que fluyo simultneamente en la tubera
(figura 3-4). Generalmente, la velocidad con que fluye el gas es diferente
de la velocidad con que fluye el lquido, propiciando un resbalamiento
entre las fases.
Figura 3-4 Fenmenos de colgamiento y resbalamiento en una tubera
El trmino resbalamiento se usa para describir el fenmeno natural delflujo a mayor velocidad de una de las dos fases. Las causas de este
fenmeno son diversas; la resistencia al flujo por friccin es mucho menor
en la fase gaseosa que en la fase liquida. La diferencia de
compresibilidad entre el gas y el lquido, hace que el gas en expansin
viaje a mayor velocidad que el lquido. Cuando el lquido viaje a menor
velocidad que el gas en el primer caso y a mayor en el segundo.
Para calcular las prdidas de presin por elevacin (carga hidrosttica),
es necesario predecir con precisin el colgamiento considerando el
resbalamiento entre las fases.
Las expresiones establecidas porMukherjee y Brill son:
Donde:
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= Tensin superficial del liquido
en el siguiente cuadro aparecen los coeficientes de la ecuacin 3.25 para
los diferentes patrones de flujo.
Direccin del
Flujo
Tipo de
Flujo
C1 C2 C3 C4 C5 C6
Horizontal o
ascendente
Todos -0,38011 0,12988 -0,11979 2,34323 0,47569 0,28866
Descendente Estratificado -1,33028 4,80814 4,17158 56,26227 0,07995 0,50489
Otros -0,51664 0,78981 0,55163 15,51921 0,37177 0,39395
Otros conceptos que se usan con frecuencia en los clculos de
gradientes para flujo multifasico, es el colgamiento sin resbalamiento ().Se define en la misma forma que pero se calcula a partir de las
condiciones de presin y temperatura de flujo existentes, considerando
las producciones obtenidas en superficie ( y R):
iv) Velocidades Superficiales
Es la velocidad que tendra cualquiera de las fases si se ocupara toda la
tubera. Se define por las expresiones siguientes:
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Donde:
es el rea de la seccin transversal de la tubera. De esas ecuaciones
se observa que:
Velocidad real
Aplicando el concepto de colgamiento, se puede obtener la velocidad realcorrespondiente a cada fase:
Donde:
Gastos de lquido y gas
reas por donde pasa el lquido y el gas respectivamente
rea total de la seccin transversal
Densidad de la mezcla
La densidad de la mezcla de fluidos se obtiene a partir del colgamiento
con:
Algunos autores calculan la densidad de la mezcla sin considerar el
resbalamiento entre las fases esto es:
Tambin la densidad puede obtenerse a partir de la siguiente expresin:
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Donde:M = Masa de la mezcla @ c.s por barril de aceite producido @ c.s
Volumen de la mezcla @ c.s por barril de aceite producido @ c.s
Los valores de M y se obtienen de las ecuaciones siguientes:
Sustituyendo las ecuaciones 3.40, 3.41 y 3.42 en la ecuacin 3.39 se
obtiene:
Calculo de
Sustituyendo las ecuaciones 3.43 y 3.47 en la ecuacin 3.38 se obtiene:
Gasto msico
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Se define por la siguiente expresin: Y puede
obtenerse con cualquiera de las siguientes ecuaciones:
Donde:
Viscosidad de la mezcla
Dependiendo del mtodo que se aplica, se usan las siguientes
ecuaciones para obtener la viscosidad de la mezcla de fluidos:
Donde:
Adems:
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3.6 Flujo Multifasico en Tuberas Horizontales
La perdida de presin total en la tubera de descarga debido a terreno
montaoso o accidentado, es la suma de las perdidas por friccin,aceleracin y o elevacin necesarias para transportar los fluidos a
lugares con mayor elevacin a cualquier distancia.
Para este captulo se puede aplicar la misma ecuacin general.
o:
En donde f, y se refieren a la mezcla y son definidos en forma
distinta por los autores de las distintas correlaciones.
i) Correlacin de Beggs y Brill Revisada
La correlacin original de Beggs y Brill es usada para la prediccin de
prdidas de presin y de holdup del lquido. Esta correlacin fue
desarrollada en el estudio de flujo bifsico en tuberas horizontales e
inclinadas. La correlacin es basada en un mapa de regmenes de flujo,
como si el flujo fuese totalmente horizontal. Un holdup horizontal es
calculado por las correlaciones, y luego es corregida para el ngulo de
inclinacin de la tubera.
Este mtodo fue publicado por primera vez en 1973, se han hecho
algunas modificaciones hasta la actualidad. Ha sido ampliamente usada
para prediccin en flujo horizontal y vertical, ya que considera ngulos de
inclinacin de tubera que van desde 0 hasta 90.
Los autores determinaron la siguiente ecuacin para calcular el gradiente
de presin:
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Un procedimiento para resolver este mtodo es el siguiente:
1. Comenzando con la conocida, se estima el valor de la cada de
presin p. (si esta es cuesta abajo).
2. Calcula la presin media en el intervalo.
21
ppP , si p1 es la presin corriente abajo
21
ppP , si p1 es la presin corriente arriba
3. Con el anlisis PVT o correlacin apropiada, calcular:
4. Calcular la densidad relativa del aceite 0 :
5. Calcular las densidades del liquido y gas en a condiciones
de T y P .
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6. Calcular los gastos de gas y lquidos a condiciones de escurrimiento.
Donde:
7. Calcular las velocidades superficiales del gas, liquido y la mezcla:
8. Calcular el flujo total de gasto msico del lquido y gas.
9. Calcular el contenido de lquido de entrada. (Colgamiento sin
resbalamiento)
10. Calcular el nmero de Froude, , la viscosidad del liquido, laviscosidad de la mezcla, y la tensin superficial, .
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11. Calcular el Nmero de Reynolds sin resbalamiento y el nmero de
velocidad del lquido.
12. Para determinar el patrn de flujo que existe en el flujo horizontal,
calcular los parmetros correlacionados .
13. Determinar el patrn de flujo usando los siguientes lmites de la tabla
TABLA 3.1 LIMITE DE LOS PATRONES DE FLUJO POR BEGGS Y
BRILL.
Segregado < 0,01 yo
Transicin
Intermitenteo
Distribuido < 0,4 yo
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14. Calcular el colgamiento horizontal, Si el patrn de flujo es
transicin, es necesario interpolar entre los valores de flujo segregado
y el intermitente.
Donde a, b y c son determinados para cada patrn de flujo de la tabla
3.2.
TABLA 3.2 COEFICIENTE PARA DETERMINAR EL COLGAMIENTOSEGN EL PATRN DE FLUJO.
Patrn de Flujo a b c
Segregado 0,98 0,4846 0,0868
Intermitente 0,845 0,5351 0,0173
Distribuido 1,065 0,5824 0,0609
15. Calcular el coeficiente del factor de correccin por inclinacin.
Donde d, e y g se determinan para cada condicin de flujo de la tabla 3.3:
TABLA 3.3 COEFICIENTES PARA LA CORRECCIN POR INCLINACIN.
Patrn de Flujo d e f g
Segregadoascendente
0,011 -3,768 3,539 -1,614
Intermitenteascendente
2,96 0,305 -0,4473 0,0978
Distribuidoascendente
Sin Correccin ( C = 0)
Todos los patronesde flujodescendentes
4,70 -0,3692 0,1244 -0,5056
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16. Calcular el factor de correccin del colgamiento de lquido debido a la
inclinacin:
17. Calcular la densidad de la mezcla y el colgamiento de lquido
corregido con:
18. Calcular la relacin del Factor de Friccin de las dos fases con
respecto al Factor de Friccin sin resbalamiento .
Donde:
y:
S se determina en un punto del intervalo para y en este
intervalo, la funcin se calcula de:
19. Calcular el Factor de Friccin sin considerar el resbalamiento.
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20. Calcular el factor de friccin de las dos fases.
21. Calcular:
Si el valor supuesto en el paso 1 y el calculado en el paso 15 no son
suficiente cercanos, el valor calculado es tomado como el nuevo valor
supuesto de p y el procedimiento se repite hasta que los valores sean
iguales. Este procedimiento se repite hasta estimar y calcular los valore
de p.
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CAPTULO IV
DEFINICION DE INFRAESTRUCTURA DE EXPLOTACION
4.1 Anlisis de informacin disponible
La composicin del gas, caudal presin y temperatura de suministro
corresponden a los pozos de los campos Palometa y Santa Rosa Este.
Las propiedades de los fluidos utilizados para el diseo son las que a
continuacin se
Indican.
i) Campo Palometa
En campo Palometa se ubican tres pozos. Los cuales tienen la siguiente
denominacin: PNW-X1, PNW-X2 y PNW-X3
1) Datos del pozo PNW-X1
Produccin de lquidos : 17 BPD
Produccin de Gas : 12 MMSCFD
Presin de Surgencia : 2490 psig
Temperatura : 110 F
Composicin molar (%molar).
Nitrgeno : 5,45
Dixido de carbono : 11,13
Metano : 82,48
Etano : 0,63
Propano : 0,18
i Butano : 0,02
n Butano : 0,03
i Pentano : 0,03
n Pentano : 0,01
Hexano : 0,01
Heptano : 0,03
2) Datos del pozo PNW-X2Produccin de lquidos : 30 BPD
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Produccin de Gas : 4,3 MMSCFD
Presin de Surgencia : 1675 psig
Temperatura : 110 F
Composicin molar (%molar).
Nitrgeno : 0,28
Dixido de carbono : 12,70
Metano : 86,06
Etano : 0,64
Propano : 0,17
i Butano : 0,02
n Butano : 0,05
i Pentano : 0,00
n Pentano : 0,00
Hexano : 0,04
Heptano : 0,04
3) Datos del pozo PNW-X3
Produccin de lquidos : 16 BPD
Produccin de Gas : 3,9 MMSCFD
Presin de Surgencia : 2600 psig
Temperatura : 110 F
Composicin molar (%molar).
Nitrgeno : 0,45
Dixido de carbono : 9,55
Metano : 88,40
Etano : 0,94Propano : 0,30
i Butano : 0,06
n Pentano : 0,11
i Pentano : 0,05
n Pentano : 0,05
Hexano : 0,07
Heptano : 0,02
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ii) Campo Santa Rosa Este
1) Datos del pozo SRW-X6
Produccin de lquidos : 27 BPD
Produccin de Gas : 8,1 MMSCFD
Presin de Surgencia : 1850 psig
Temperatura : 110 F
Composicin molar (%molar).
Nitrgeno : 1,51
Dixido de carbono : 9,61
Metano : 87,39
Etano : 0,92
Propano : 0,28
i Butano : 0,05
n Butano : 0,1
i Pentano : 0,04
n Pentano : 0,04
Hexano : 0,06
Heptano : 0,0
2) Datos del pozo SRW-X5
Produccin de lquidos : 5 BPD
Produccin de Gas : 9,0 MMSCFD
Presin de Surgencia : 1800 psig
Temperatura : 110 F
Composicin molar (%molar).Nitrgeno : 0,23
Dixido de carbono : 4,29
Metano : 90,75
Etano : 2,93
Propano : 0,91
i Butano : 0,16
n Butano : 0,29i Pentano : 0,13
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n Pentano : 0,13
Hexano : 0,18
Heptano : 0,0
3) Datos del pozo SRW-X4
Produccin de lquidos : 1 BPD
Produccin de Gas : 7,9 MMSCFD
Presin de Surgencia : 1920 psig
Temperatura : 110 F
Composicin molar (%molar).
Nitrgeno : 1,65
Dixido de carbono : 9,27
Metano : 87,48
Etano : 0,96
Propano : 0,30
i Butano : 0,06
n Butano : 0,10
i Pentano : 0,04
n Pentano : 0,05
Hexano : 0,05
Heptano : 0,04
iii) Descripcin de los campos
El nmero total de los pozos productores previstos para los dos (2)
campos es de seis (6). Campo Palometa tres (3) y Santa Rosa Este (3).
Los sistemas de recoleccin (flowlines) transportaran la produccin de
los pozos hasta el manifold situado en las facilidades de produccin, las
cuales transportaran la produccin hasta la Planta Santa Rosa.
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Figura 4-1 Configuracin del Proyecto
CUADRO 4.1 DATOS GENERALES DE PRODUCCIN
CAMPO PALOMETAParmetros Lneas de
RecoleccinPresin de Surgencia, psig 1675 2600 psigDiseo, MMSCFD/Lnea de recoleccin 4,3 12 MMSCFDPresin de Diseo, Psig 2160 psigPresin de Operacin, Psig 1700 psigTemperatura de Diseo, F 110 FParmetros Lnea de ProduccinGas, Max. y Min., MMSCFD/Lnea de
Produccin
12 45 MMSCFD
Crudo, Max. Y Min., BPD/Lnea de Produccin 125 195 BDPPresin de Diseo, Psig 2160 psigPresin de Operacin, Psig 1500 psigCAMPO SANTA ROSA ESTEParmetros Lneas de RecoleccinPresin de Surgencia, psig 1800 1920 psigDiseo, MMSCFD/Lnea de recoleccin 7,9 9 MMSCFDPresin de Diseo, Psig 2160 psigPresin de Operacin, Psig 1700 psig
Temperatura de Diseo, F 110 FParmetros Lnea de Produccin
N
NUEVA PLANTASANTA ROSA
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Gas, Max. y Min., MMSCFD/Lnea deProduccin
12 45 MMSCFD
Crudo, Max. Y Min., BPD/Lnea deProduccin
111 236 BDP
Presin de Diseo, Psig 2160 psigPresin de Operacin, Psig 1400 psig
4.2 Localizacin del proyecto
Los Campos Palometa y Santa Rosa Este se encuentran ubicados en la
Provincia Santa Rosa a 142 km. de la ciudad de Santa Cruz. La
ubicacin de la Planta de tratamiento de gas se encuentra en el rea del
campo Humberto Surez Roca (HSR).
El camino de acceso al lugar de trabajo est conformado de la siguiente
manera:
Tramo Distancia
Estado del Camino
Santa Cruz Cruce Santa Rosa 78 km.
Asfaltado
Cruce Santa Rosa Batera HSR 65 km.
Camino ripiado
i) Datos del sitio de la Planta Santa Rosa
Coordenadas (UTM 20, PSAD-56)
X= 417,914 Y= 8122,407
X= 418,589 Y= 8122,211
X= 418,572 Y= 8121,829
X= 417,820 Y= 8122,124
Elevacin 280 m snm (918,60 ft ms)
Temperatura Max.:40 C (104 F)
Min: 5 C (41 F)
Max. Promedio: 34 C (93,2 F)
Min. Promedio: 12 C (104 F)
Humedad relativa 66-90%
Precipitacin 1500 mm/yr promedio (59 in/yr)Viento Direccin norte noreste predominante
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Velocidad mxima 50 km/hr
Zona ssmica UBC 2B
4.3 Instalaciones superficiales en locaciones de pozo
Son reas donde se han perforado los pozos productores y consisten en
una lnea de interconexin con el arbolito de pozo, conexiones para
instrumentos asociados; sistema para el control de la corrosin y sistema
de aire para instrumento. Estas instalaciones han sido designadas segn
el campo al que pertenecen.
En el campo Palometa, se ubican tres pozos: PNW-X1, PNW-X2 y PNW-
X3
En el campo Santa Rosa Este, se ubican tres pozos: SRW-X4, SRW-X5 y
SRW-X6
Las locaciones requieren un rea aproximada de 100 x 100m (10.000
m2).
i) Configuracin de las instalaciones tpicas
Los equipos a instalar en estas locaciones se colocan de tal manera que
se reduzca al mnimo el impacto sobre las operaciones de perforacin o
intervencin y ocupen el menor espacio posible. Las bocas de pozo
(arbolito) para las locaciones estn diseadas segn la norma API 5000
y no son parte del proyecto.
ii) Instalaciones Tpicas
A continuacin se enumeran las instalaciones tpicas que componen las
instalaciones superficiales en locaciones de pozos:
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Interconexin con arbolito de pozo: el sistema de interconexin
con el pozo est concebido en caeras de acero al carbono de 3,
clase 900#. Se colocara un tramo de caera de acero inoxidable
para la inyeccin de qumicos para el control de la corrosin.
Panel HIPPS (High Integrity Pressure Protection System) de pozo:
El panel HIPPS se utiliza para abrir y cerrar las vlvulas
SSV(Vlvulas de seguridad Master y Wing), ya sea local o
remotamente y la Vlvula de Sub-Superficie SCSSV.
Sistema de Gas para Utilitarios: Se instalara un Depurador de Gas
para Utilitarios, que se empleara para alimentar las bombas
neumticas de inyeccin de qumicos, para el control de la
corrosin.
Sistema de Desfogue: se instalara una lnea de desfogue hacia la
fosa de quema cuyo funcionamiento no ser continuo. Se prev su
uso nicamente en casos de emergencias y para las operaciones
de despresurizacin (accionamiento de vlvulas mecnicas).
Sistema de aire de Instrumentos: Se prev la instalacin de un
compresor accionado por energa generada por paneles solares, y
pulmones de aire. Que tendrn la funcin de suministrar aire al
Panel HIPPS (High Integrity Pressure Protection System).
Tinglados de proteccin: Se construirn tinglados para proteger losequipos de los sistemas de inyeccin de inhibidores de corrosin y
aire de instrumentos.
Suministro de energa: Se instalaran paneles solares para el
suministro de energa al compresor de aire y la instrumentacin
instalada en la locacin.
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Seguridad en las Locaciones: Se construirn alambradas
perimetrales alrededor de las locaciones de forma tal de evitar el
ingreso de personas ajenas a la empresa.
Sistema de Telemetra y PLCs, Se proyecta la instalacin (por
parte de terceros) de PLCs en todos los pozos y facilidades de
produccin con un proyecto dividido en dos etapas (1ra. etapa con
la provisin de los PLCs con toda su infraestructura para el control
y monitoreo de las instalaciones localmente, y la 2da. etapa el
sistema de telemetra como instalacin futura para el monitoreo y
control remoto desde la sala de control de la Planta de SantaRosa).
iii) Control de corrosin
Ante la presencia de un alto contenido de CO2, se proveer un sistema
de inyeccin de inhibidor de corrosin a estos sistemas de ductos con el
fin de protegerlos internamente.
La funcin del sistema de inyeccin de qumicos ser la de almacenar y
proveer qumicos a las corrientes del proceso en las locaciones de pozos,
segn sea necesario.
El sistema de inyeccin de qumicos incluir adecuadas instalaciones de
almacenamiento bajo techo. El sistema est compuesto por bombas
dosificadoras neumticas accionadas por gas y un tanque de
almacenamiento que contara con una adecuada contencin secundariapara retener cualquier derrame que pueda producirse durante las
operaciones de carga y descarga de los mismos.
iii.1) Componentes principales sistema de corrosin
Kit de inyeccin de acero inoxidable
Tanque de dosificacin de qumicos
Bombas dosificadoras neumticas
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iv) Sistema de gas para utilitarios
En las locaciones de pozo, la funcin del sistema de gas para utilitarios
ser de entregar gas para ser utilizado como medio neumtico en elaccionamiento de las bombas dosificadoras de inyeccin de qumicos
para el sistema de inhibidores de corrosin.
La fuente primaria de gas para utilitarios se tomara aguas abajo de la
lnea de produccin de cada pozo. El sistema contempla reguladores de
presin de gas, donde se bajara la presin utilizando un conjunto de
vlvulas de control. Los lquidos arrastrados se movern de la corriente
del gas mediante el Depurador de gas. La corriente de gas libre de
lquidos que sale del depurador ser enviada a las bombas dosificadoras.
iv.1) Componentes principales
Conjunto de vlvulas de regulacin de presin
Depurador de gas para utilitarios
v) Control de las locaciones de pozos
Se prev que el control de las instalaciones en las locaciones de pozos
se realizara localmente en la primera etapa del proyecto y a distancia
desde la Planta Santa Rosa en una segunda etapa. El control de los
procesos abarcara funciones tpicas tales como comunicaciones,
deteccin de ruptura de lneas, accionamiento y posiciones de todas las
vlvulas automticas (cerradas, abiertas), alarmas, presiones, flujo, etc.
El Sistema de control monitoreara las condiciones del proceso en las
locaciones de pozos y tomara la accin apropiada para mantener las
condiciones del proceso dentro de los lmites normales de operacin.
El alcance del proyecto prev la instalacin de toda la instrumentacin
necesaria para la implementacin de un sistema de control a futuro, ya
que no es parte de los trabajos en esta etapa el diseo e implementacin
del sistema de control y comunicacin.
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Figura N 4-2 Locacin del Pozo PNW-X2
N.
P.
N.G.
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49
4.4 Sistema de transporte de lquidos
Se prev la construccin de sistemas de conduccin (lneas de
recoleccin) que transportaran la produccin desde los pozos
productores hasta el manifold de campo situado en cada facilidad de
produccin.
Desde las Facilidades de produccin se construirn lneas que llevaran la
produccin (lneas de produccin) hasta la Planta Santa Rosa.
Los sistemas de recoleccin desde las locaciones de pozos hasta las
facilidades se construirn en acero al carbono. En las instalaciones
superficiales de pozos se instalara un tramo de caera en acero
inoxidable resistente a la corrosin. Se instalara adems un sistema de
inyeccin de inhibidor de corrosin a estos sistemas de ductos con el fin
de protegerlos internamente.
Las lneas de conduccin (lneas de produccin) desde las facilidades
hasta la Planta Santa Rosa sern de acero al carbono.
Se realizo un estudio hidrulico multifase de los sistemas de recoleccin
para determinar los tamaos ptimos de las caeras y reducir al mnimo
la presin en las locaciones de pozos, facilidades y la retencin de
lquidos en el sistema. El estudio incluyo las siguientes consideraciones:
Control de la corrosin por medio de una adecuada especificacin
de materiales (la presencia de CO2 y H2O pueden formar cidocarbnico en las condiciones operativas del sistema);
Necesidad y colocacin de sistema de inyeccin de inhibidores de
corrosin.
Produccin multifase (lquidos y gases) y caractersticas de
retencin de lquidos y formacin de bolsones de lquidos
(slugging) resultantes, tamao de las lneas de conduccin versus
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50
velocidad de flujo, cadas de presin que afectan la presin en
cabeza de pozo, la presin de admisin de planta.
i) Determinacin del Dimetro de la Caera
Se realizo un estudio de flujo multifase de los sistemas de recoleccin y
produccin para determinar los tamaos ptimos de las tuberas y reducir
la presin en las bocas de pozos y la retencin de lquidos en el sistema.
Para la simulacin hidrulica se utilizo el software PIPESIM 2006.1
Fundamentals y la formula Beggs-Brill revisado Multiphase. En los
Cuadros siguientes se muestran los resultados de la simulacin y elesquema con la configuracin del sistema de conduccin.
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CUADRO N 4.2 LINEA DE RECOLECCION PNW-X2
LINEA DE PRODUCCION DESDE FACILIDADES PALOMETA A FACILIDADES S
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CUADRO N 4.3 LINEA DE PRODUCCION DESDE FACILIDADES PALOMETA A FACILID
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CUADRO N 4.4 LINEA DE RECOLECCION SRW-X4
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CUADRO N 4.5 LINEA DE PRODUCCION DESDE FACILIDADES SANTA ROSA OESTE
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Figura N 4-3 Campo Palometa Y Santa Rosa Este
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i.1) Lneas de Recoleccin
Para determinar el dimetro de las lneas de los pozos hasta el manifold,
se elige el pozo ms alejado. Las lneas estn dimensionadas en un
dimetro nominal de 3.
Se construirn (6) lneas de recoleccin. Las mismas sern de 3 DN y se
iniciaran aguas debajo de la vlvula de bloqueo, ubicada en una cmara
de vlvulas dentro de la locacin de cada pozo. Estas lneas finalizan en
un manifold de produccin ubicado dentro de las Facilidades de
Produccin de cada campo.
El tendido de las lneas utilizara un DDV de ancho variable, entre 10 a 15
metros.
i.2) Lneas de Produccin
Se construirn dos (2) lneas de produccin. Las mismas sern de 6 DN
y se iniciaran en trampas lanzadoras. Estas lneas finalizan en una
trampa receptora ubicada dentro de las Facilidades de Produccin de
cada campo y en la Nueva Planta Santa Rosa.
El tendido de las lneas utilizara un DDV de 15 metros de ancho.
Los tamaos de las lneas seleccionadas para las lneas de produccin
son las siguientes:
CUADRO N 4.6 TAMAO DE LNEA
SEGMENTODE LINEA
DIAMETRONOMINAL
LONGITUD
Pulg. kmFac. Palometa Fac. Santa Rosa
Este6 11,179
Fac. Santa Rosa Este PlantaSanta Rosa
6 5,566
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57
A continuacin los parmetros del diseo:
Lneas de Recoleccin Palometa
Presin de diseo: 2160 psi
Presin mxima de operacin: 1700 psi
Presin mnima de operacin: 1680 psi
Cdigo de diseo: ASME B 31.8
Construccin: Uniones soldadas
Normas de soldadura: API 1104
Prueba hidrosttica: API RP 1110
PNW X1:
Producto: Hidrocarburo (en una mezcla
de gas + Condensado)
Dimetro nominal: 3
Material de la tubera: Acero al carbono API 5L X56
Espesor de la tubera: 0,300
Vida til: 10 aos
Sobre espesor por corrosin: 0,115
Sobre espesor por erosin: 0,092
Materiales del revestimiento externo: Polietileno tri capa Materiales del revestimiento interno: ninguno
Extensin aproximada: 1,17 km.
PNW X2:
Producto: Hidrocarburo (en una mezcla
de gas + Condensado)
Dimetro nominal: 3
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58
Material de la tubera: Acero al carbono API 5L X56
Espesor de la tubera: 0,300
Vida til: 10 aos
Sobre espesor por corrosin: 0,110
Sobre espesor por erosin: 0,096
Materiales del revestimiento externo: Polietileno tri capa
Materiales del revestimiento interno: ninguno
Extensin aproximada: 5,106 km.PNW X3:
Producto: Hidrocarburo (en una mezcla
de gas + Condensado)
Dimetro nominal: 3
Material de la tubera: Acero al carbono API 5L Gr. B
Espesor de la tubera: 0,300
Vida til: 10 aos
Sobre espesor por corrosin: 0,088
Sobre espesor por erosin: 0,062
Materiales del revestimiento externo: Polietileno tri capa
Materiales del revestimiento interno: ninguno
Extensin aproximada: 67 m.
Lneas de Recoleccin Santa Rosa Este
Presin de diseo: 2160 psi
Presin mxima de operacin: 1400 psi
Presin mnima de operacin: 1240 psi
Cdigo de diseo: ASME B 31.8
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Construccin: Uniones soldadas
Normas de soldadura: API 1104
Prueba hidrosttica: API RP 1110
SRW X4:
Producto: Hidrocarburo (en una mezcla
de gas + Condensado)
Dimetro nominal: 3
Material de la tubera: Acero al carbono API 5L Gr. B
Espesor de la tubera: 0,300
Vida til: 10 aos
Sobre espesor por corrosin: 0,077
Sobre espesor por erosin: 0,073
Materiales del revestimiento externo: Polietileno tri capa
Materiales del revestimiento interno: ninguno
Extensin aproximada: 3,602 km
SRW X5:
Producto: Hidrocarburo (en una mezcla
de gas + Condensado)
Dimetro nominal: 3 Material de la tubera: Acero al carbono API 5L X56
Espesor de la tubera: 0,300
Vida til: 10 aos
Sobre espesor por corrosin: 0,088
Sobre espesor por erosin: 0,062
Materiales del revestimiento externo: Polietileno tri capa
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Materiales del revestimiento interno: ninguno
Extensin aproximada: 79 m.
SRW X6:
Producto: Hidrocarburo (en una mezcla
de gas + Condensado)
Dimetro nominal: 3
Material de la tubera: Acero al carbono API 5L X56
Espesor de la tubera: 0,300
Vida til: 10 aos
Sobre espesor por corrosin: 0,077
Sobre espesor por erosin: 0,073
Materiales del revestimiento externo: Polietileno tri capa
Materiales del revestimiento interno: ninguno
Extensin aproximada: 2,260 km.
Lneas de Produccin Facilidades Palometa Facilidades Santa
Rosa Este
Producto: Hidrocarburo (en una mezcla
de gas + Condensado)
Dimetro nominal: 6
Material de la tubera: Acero al carbono API 5L X56
Espesor de la tubera: 0,432
Vida til: 10 aos
Sobre espesor por corrosin: 0,128
Sobre espesor por erosin: 0,127
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Materiales del revestimiento externo: Polietileno tri capa
Materiales del revestimiento interno: ninguno
Extensin aproximada: 11,179 km.
Presin de Diseo: 2160 psi
Presin mxima de operacin: 1500 psi
Presin mnima de operacin: 1045 psi
Cdigo de Diseo: ASME B 31.8
Construccin: Uniones soldadas Norma de soldadura: API 1104
Prueba hidrosttica: API RP 1110
Lneas de Produccin Facilidades Santa Rosa Este Planta Santa
Rosa
Producto: Hidrocarburo (en una mezcla
de gas + Condensado)
Dimetro nominal: 6
Material de la tubera: Acero al carbono API 5L X56
Espesor de la tubera: 0,432
Vida til: 10 aos
Sobre espesor por corrosin: 0,096
Sobre espesor por erosin: 0,159
Materiales del revestimiento externo: Polietileno tri capa
Materiales del revestimiento interno: ninguno
Extensin aproximada: 5,566 km.
Presin de Diseo: 2160 psi
Presin mxima de operacin: 1114 psi
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Presin mnima de operacin: 1046 psi
Cdigo de Diseo: ASME B 31.8
Construccin: Uniones soldadas
Norma de soldadura: API 1104
Prueba hidrosttica: API RP 1110
ii) Calculo de Espesor de la Caera
ii.1) Lneas de Recoleccin
Debido a que no existe un Cdigo para el diseo de ductos
trifsicos y considerando que los ductos transportaran principalmente
gas, con una pequea proporcin de hidrocarburos lquidos, se adopto la
metodologa del Cdigo ASME B31.8 -Tuberas para la Transporte y
Distribucin de Gas Natural
El factor de diseo se los determina en base a la influencia de 100
yardas a cada lado del eje del ducto y se divide la longitud total del ductoen segmentos de 1 milla o 1,609 km. de tal manera que se obtenga la
mayor cantidad posible de viviendas tal como indica el ASME B31.8.
Una vez obtenida la cantidad de viviendas para cada seccin, se
determinan las Clases de Localizacin y los factores de diseo de
acuerdo a la Tabla 841.114 del ASME B31.8.
Debido a que no se atraviesa ningn sector poblado durante toda latrayectoria de los ductos, todo el trayecto clasifica como Clase de
Localizacin 1. En cuanto a la divisin, se recomienda aplicar Divisin 2
debido a que se requiere un menor factor de diseo lo que represente un
mayor factor de seguridad.
Para la Clase de Localizacin 1, Divisin 2, los factores de diseo
aplicables son:
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f Ducto F = 0,72
f Instalaciones superficiales F = 0,50
TABLA N 4.6 DEL CODIGO 841.114 DEL ASME B31.8
Factor de diseo F, (relativo al tipo de locacin)
Clase 1, divisin 2 0,72
Clase 2 0,6
Clase3 0,5
Clase4 0,4
ii.2) Lneas de Produccin
Estas lneas no atraviesan ningn sector poblado durante toda su
trayectoria. Todo el trayecto clasifica como Clase de Localizacin 1. En
cuanto a la divisin, se recomienda aplicar Divisin 2 debido a que
requiere un menor factor de diseo lo que representa un mayor factor de
seguridad.
Para la Clase de Localizacin 1, Divisin 2, los factores de diseo
aplicables son:
f Ducto F = 0,72
f Instalaciones superficiales F = 0,50
ii.2.1) Frmula de Clculo
Ser adoptada la Formula de Barlow, de acuerdo al Cdigo ASME B31.8.
PxDe
2xSxFxExT
Donde:
P = Presin de diseo del proyecto
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64
D = Dimetro nominal externo
S = Tensin de fluencia
F = Factor de diseo
T= Factor de temperatura
e = espesor calculado en pulgadas
ii.3) Determinacin de los Espesores para las Lneas de Recoleccin
y Produccin
Se hizo un estudio para la determinacin de los espesores de caeras.
En la tabla 4.7 y tabla 4.8 se muestran los resultados del clculo de
espesores de caeras, para los diferentes dimetros que sern utilizados
en las lneas de recoleccin y produccin del proyecto.
ii.4) Determinacin de los espesores para las Instalaciones
Superficiales
Para la determinacin de los espesores de las instalaciones superficiales
ubicadas en las locacion de pozo y facilidades de produccin se utilizo los
valores indicados en el estudio realizado, como ser sobre espesor por
corrosin y erosin.
En la tabla 4.9 tabla 4.10 y tabla 4.11 se muestran los resultados para
los diferentes dimetros que sern utilizados.
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TABLA N 4.7 DE ESPESORES PARA LAS LINEAS DE RECOLEC
Para vida til 10 aos LINEASPozo PNW X1 Pozo PNW X2 Pozo PNW X3 Pozo SR
DISEO
VIDA UTIL (aos) (11) 10 10 10 10DIAMETRO (in) 6 6 3 3P. DISEO (psi) 2160 2160 2160 216P. OPER (psi) 1500 1400 1700 140TEMP ( C) 27 27 43,3 43,3Caudal GAS (m3/d) 628432 710416 110432 2235Caudal AGUA (m3/d) 5,6 0,4 0,1 0,071Caudal OIL (m3/d) 6,8 5,2 2,544 0,096V de flujo (1) 4,8 9 2,71 5,6PATRON de flujo (1) SEGREGADO TRANSICION TRANSICION SEGREG
CORROSION %CO2 13 9,6 9,55 9,59Pparcial CO2 (psi) 194,155 134,326 162,3 134,Vc min(mpy) (2) 127,9970121 95,87345629 219,4 191,Vc max(mpy) (3) 652,0316821 513,5196122 804,1 764,Vc limite (mpy) (4) 3,2 2,4 5,5 4,8
SELECCIN ALTERNATIVAS 1 1 2 2MATERIAL API 5L X56 API 5L X56 API 5L X56 API 5L
EROSION Ve limite (mpy) (5) 12,7 15,9 6,2 7,3M LIMITE r/s 6 0 140 0 058 0 052 0 01
ESPESORESESPESOR (in) total 0,432 0,432 0,150 0,15SOBREESPESOR (in) 0,127 0,159 0,062 0,07SOBREESPESOR (in) 0,128 0,096 0,088 0,07
RIESGO CORROSION INTERNA (7) ALTO ALTO MEDIO-ALTO MEDIO-AEROSION MEDIO MEDIO MEDIO BAJEROSION- CORROSION BAJO BAJO BAJO BAJCORROSION EXTERNA MEDIO MEDIO MEDIO MEDFALLA MECANICA (9) BAJO BAJO MEDIO MED
RECOMENDACION
SCHEDULE 80 80 80 80ESPESOR 0,432 0,432 0,300 0,30INHIBIDOR DE CORROSION Soluble en H2O Soluble en H2O NO NODOSIFICACION (ltr/d) (10) 15 6 8 8RECUBRIMIENTO INTERNO NO NO NO NO
CONTROL DE SOLIDOS NO NO NO NOSINTEC ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA1 ALTERNATIVA 2 ALTERNAT
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TABLA N 4.8 DE ESPESORES PARA LA LINEA DE PRODUCC
LINEAS DE PRODUCPALOMETA STA. ROSA ESTE STA. R
DISEO
VIDA UTIL (aos) (11) 10 DIAMETRO (in) 6 P. DISEO (psi) 2160 P. OPER (psi) 1500 TEMP ( C) 27 Caudal GAS m3/d 628432Caudal AGUA (m3/d) 5,6 Caudal OIL (m3/d) 6,8 V de flujo (1) 4,8 PATRON de flujo (1) SEGREGADO
CORROSION %CO2 13 Pparcial CO2 (psi) 194,155Vc min(mpy) (2) 127,9970121Vc max(mpy) (3) 652,0316821Vc limite (mpy) (4) 3,2
SELECCIN ALTERNATIVAS 1 MATERIAL API 5L X56
EROSIONVe limite (mpy) (5) 12,7
M LIMITE (gr/s) (6) 0,140
ESPESORESESPESOR (in) total 0,432 SOBREESPESOR (in) p/erosion 0,127 SOBREESPESOR (in) p/corrosion 0,128
RIESGO CORROSION INTERNA (7) ALTO EROSION MEDIO EROSION- CORROSION BAJO CORROSION EXTERNA (8)BAJO MEDIO FALLA MECANICA (9) BAJO
RECOMENDACION
SCHEDULE 80 ESPESOR 0,432 INHIBIDOR DE CORROSION Soluble en H2ODOSIFICACION (ltr/d) (10) 15 RECUBRIMIENTO INTERNO NO CONTROL DE SOLIDOS NO SINTEC ALTERNATIVA 1 ALTERN
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67
NOTAS
(1) De acuerdo a clculos.
(2) Segn modelo de Waard 1993.(3) Segn modelo de Waard 1995.
(4) Velocidad de corrosin limite, con el sistema bajo dosificacin de
inhibidor, a controlar por monitoreo de corrosin.
(5) Velocidad de erosin estimada para consumir completamente el
sobreespesor por erosin en 20 aos.
(6) Produccin de slidos estimada para generar la velocidad de erosin
del punto anterior.(7) Este ndice considera el riesgo de corrosin generalizado por CO2 y
de corrosin localizada por ataque microbiano potencial.
(8) La estimacin del riesgo por corrosin externa se realiza bajo los
siguientes supuestos; a) Instalacin de Sistema de PC por corriente
impresa en todas las lneas desde Planta Santa Rosa; b) Aplicacin
de recubrimiento externo tipo PE excluido tricapa de resistencia
mecnica compatible con procedimientos de instalacinestandarizados.
(9) Riesgo de falla mecnica bajo la presin operativa. Deber
reevaluarse el riesgo en el futuro ante eventuales incursiones de
presin por encima de este lmite.
(10) La dosificacin de inhibidor se realiza tomando como base la
correspondiente al clculo de particiones. Sobre el valor as obtenido
se incrementaron los volmenes diarios para reflejar la necesidad de
una inyeccin practica mnima. Debe tenerse presente que esta es
una estimacin de partida la cual deber ajustarse en funcin de las
recomendaciones del proveedor en funcin de la formulacin
especifica del sistema de inhibicin a aplicar. As mismo se
recomienda la utilizacin de biocida sujeto a ensayos de los fluidos
de produccin.
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TABLA N 4.9 ESPESORES DE CAERIAS INSTALACIONES
SUPERFICIALES EN LOCACIONES DE POZO
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TABLA N 4.10 ESPESORES DE CAERIAS FACILIDADES SANTA
ROSA ESTE
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70
t = esp. de clculo
t = Pd De tm = t + Se + Sc
2 . S . F . E . T ta = esp. adoptado
NPS Pd De MA TERIAL S (smys) E F T t tm ta sch.( Psig ) ( " ) (PSI) ( " ) ( " ) ( " )
FACILIDADES PALOMETA
Se = 0,127", sobreespesor por erosin
Sc = 0,128", sobreespesor por corrosin
4" 2160 4,500 API 5L X 42 42000 1 0,5 1 0,231 0,486 0,531
4" 2160 4,500 API 5L X 52 52000 1 0,5 1 0,187 0,442 0,531
4" 2160 4,500 API 5L X 56 56000 1 0,5 1 0,174 0,429 0,438
4" 2160 4,500 API 5L X 60 60000 1 0,5 1 0,162 0,417 0,438
4" 2160 4,500 API 5L X 65 65000 1 0,5 1 0,150 0,405 0,4384" 2160 4,500 API 5L X 70 70000 1 0,5 1 0,139 0,394 0,438
19,000
6" 2160 6,625 API 5L X 42 42000 1 0,5 1 0,341 0,596 0,625
6" 2160 6,625 API 5L X 52 52000 1 0,5 1 0,275 0,530 0,562
6" 2160 6,625 API 5L X 56 56000 1 0,5 1 0,256 0,511 0,562
6" 2160 6,625 API 5L X 60 60000 1 0,5 1 0,239 0,494 0,500
6" 2160 6,625 API 5L X 65 65000 1 0,5 1 0,220 0,475 0,500
6" 2160 6,625 API 5L X 70 70000 1 0,5 1 0,204 0,459 0,500
8" 2160 8,625 API 5L X 42 42000 1 0,5 1 0,444 0,699 0,719
8" 2160 8,625 API 5L X 52 52000 1 0,5 1 0,358 0,613 0,625
8" 2160 8,625 API 5L X 56 56000 1 0,5 1 0,333 0,588 0,594
8" 2160 8,625 API 5L X 60 60000 1 0,5 1 0,311 0,566 0,594
8" 2160 8,625 API 5L X 65 65000 1 0,5 1 0,287 0,542 0,562
8" 2160 8,625 API 5L X 70 70000 1 0,5 1 0,266 0,521 0,562
10" 2160 10,750 API 5L X 52 52000 1 0,5 1 0,447 0,702 0,719
10" 2160 10,750 API 5L X 56 56000 1 0,5 1 0,415 0,670 0,719
10" 2160 10,750 API 5L X 60 60000 1 0,5 1 0,387 0,642 0,719
10" 2160 10,750 API 5L X 65 65000 1 0,5 1 0,357 0,612 0,625
10" 2160 10,750 API 5L X 70 70000 1 0,5 1 0,332 0,587 0,625
NOTA:
Se utiliz los datos de la alternativa 1, seleccionada por SINTEC
TABLA N 4.11 ESPESORES DE CAERIAS FACILIDADES
PALOMETA
iii) Mxima Presin de Operacin (M.P.O.)
iii.1) En Lneas de Recoleccin
A pesar que la presin de operacin normalmente estar en un rango de
1400 a 1700 psig, se instalaran todos los accesorios en ANSI 900, por lo
que la mxima presin de operacin estar limitada por la presin de
diseo de los fitting, es decir 2160 psig a 100 F
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71
Para el ducto se recomienda utilizar caera API 5L sin costura o con
costura fabricada mediante el proceso de soldadura de arco elctrico
(ERW).
iii.2) En Lneas de Produccin e Instalaciones Superficiales
A pesar que la presin de operacin normalmente estar en un rango de
1200 a 1500 psig, se instalaran todos los accesorios en ANSI 900, por lo
que la mxima presin de operacin estar limitada por la presin de
diseo de los fitting, es decir 2160 psig a 100 F
Para el ducto se recomienda utilizar caera API 5L sin costura o concostura fabricada mediante el proceso de soldadura de arco elctrico
(ERW).
4.5 Facilidades de produccin
Son instalaciones destinadas a recibir la produccin de cada campo en
un manifold y para luego realizar la medicin fiscal mediante un
separador de produccin que medir la produccin por campo (petrleo,
agua y gas), y luego enviar la produccin total del campo hacia la Planta
Santa Rosa mediante una lnea troncal.
Estas instalaciones han sido designadas como: Facilidades Santa Rosa
Este y Palometa. Dos de ellas prximas a las locaciones de pozo.
Las instalaciones requieren un rea aproximada de 50 x 50m (2500 m2).
i) Componentes Principales
Manifold de Produccin
Separador de Produccin
Medicin de fluidos
Trampa de Lanzamiento/Recepcin
Sistema de gas para instrumentos
Conexin de instalaciones de tratamiento de agua producidas
Conexin sistema de venteo
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i.1) Manifold de Produccin
Su finalidad es recibir la produccin del campo en los cabezales de
prueba intermedia y produccin.
Facilidades Santa Rosa Este, constara de tres cabezales: Produccin,
Intermedia y prueba en serie ANSI 900. Acceso para cuatro (4)
pozos.
Facilidades Palometas, constara de dos cabezales: Produccin y
prueba en serie
ANSI 900. Acceso para cuatro (4) pozos.
i.2) Separador de Produccin
El propsito de esta etapa del proceso es separar el gas, petrleo y agua
presente en el condensado proveniente de los pozos para su medicin
fiscal.
El separador de produccin se diseara para poder captar la produccin
total del campo y constara de un recipiente horizontal, de separacin
trifsica, con baldes y vertederos de separacin en la fase liquida yrompe nieblas en la gaseosa. Constara con medidores de caudal en cada
una de las fases, controladores de nivel y vlvulas controladoras de
caudal en ambas lneas de condensado y de agua, controlador de
presin sobre lnea de gas, visores de nivel en ambos niveles de
separacin de fases, manmetros y termmetros locales, vlvulas de
seguridad, transmisores de presin y de presin diferencial para los
medidores, con by pass en cada vlvula de control, vlvulas de bloqueo,entrada de hombre, etc. y ser diseado como un paquete
autotransportable, para lo cual ser montado sobre un patn metlico con
todas las caeras e instrumentacin asociada debidamente soportada.
i.2.1) Gua Tcnica Separadores
Separador de Produccin Santa Rosa Este
Capacidad de diseo: 30 MMscfd
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Separador de Produccin Palometas
Capacidad de diseo: 30 MMscfd
Presin de Diseo : 2160 psig
Temperatura de Diseo : 100 F
i.3) Sistema de Medicin de los fluidos
La medicin de la produccin por campo ser del tipo Medicin Fiscal,
para la lnea de gas medidores de placa orificio segn AGA 3. En la lnea
de petrleo se utilizara medidores tipo coriolis. Para la lnea de agua seutilizara medidores de flujo magntico.
i.3.1) Gua Tcnica
TABLA N 4.12 SEPARADOR DE PRODUCCIN SANTA ESTE
Separador de Produccin Santa Rosa Este (V-0400)
Descripcin Unidades Valor
CAUDAL GASCapacidad de Diseo MMscfd 30Caudal de Gas Mximo MMscfd 17Caudal de gas Mnimo MMscfd 6CAUDAL CONDENSADOCapacidad de Diseo BDP 200Caudal de Condensado Mximo BDP 111Caudal de Condensado Mnimo BDP 65CAUDAL AGUACapacidad de Diseo BDP 200
Caudal de Agua Mximo BDP 100Caudal de Agua Mnimo BDP 100PRESIONPresin Mxima (Diseo) psig 2160Presin Operacin Normal psig 1230Presin Mnima Operacin psig 870TEMPERATURATemperatura Mxima F 120Temperatura Normal F 100Temperatura Mnima F 80
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TABLA N 4.13 SEPARADOR DE PRODUCCIN PALOMETA
Separador de Produccin Palometa (V-0300)
Descripcin Unidades ValorCAUDAL GASCapacidad de Diseo MMscfd 30Caudal de Gas Mximo MMscfd 28Caudal de gas Mnimo MMscfd 6CAUDAL CONDENSADOCapacidad de Diseo BDP 200Caudal de Condensado Mximo BDP 195Caudal de Condensado Mnimo BDP 125CAUDAL AGUA
Capacidad de Diseo BDP 200Caudal de Agua Mximo BDP 100Caudal de Agua Mnimo BDP 100PRESIONPresin Mxima (Diseo) psig 2160Presin Operacin Normal psig 1421Presin Mnima Operacin psig 9006TEMPERATURATemperatura Mxima F 120Temperatura Normal F 100Temperatura Mnima F 80
i.4) Trampas de Lanzamiento y Recepcin
Los dispositivos de lanzamiento y recepcin de pigs, se instalaran al
comienzo y final de cada lnea de produccin (normalmente entre cada
Facilidad y Planta Santa Rosa).
Se disean para la limpieza de las lneas de produccin y de acuerdo al
dimetro de estas. Constaran del barril de pigs, tapa de cierre rpido(closure), drenajes, manmetros y termmetros locales, venteos y los
respectivos indicadores para el paso del pigs.
i.4.1) Gua Tcnica
Presin de Diseo : 2160 psig
Temperatura de Diseo : 100 F
Serie ANSI : 900 #
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i.5) Sistema de Desfogue y Venteos
Para el rea de pozos, se instala un sistema de desfogue, cuyo
funcionamiento ser no continuo. Se prev su uso nicamente en casosde operaciones de despresurizacin (accionamiento de vlvulas) para el
servicio y mantenimiento de los pozos. El sistema finalizara en la fosa de
quema, la cual capturara todos los lquidos libres durante la operacin.
Para las facilidades de produccin se diseara un sistema integral de
venteos que contemple las necesidades de alivio de todas las
instalaciones que constituyen la facilidad, para lo cual deber verificarse
el uso de las vlvulas de alivio y reguladores de presin de los equipos a
disear. Al igual que en los pozos este sistema finalizara en una fosa de
quema
i.5.1) Componentes Principales
Colector y empalme con manifold de produccin
Colector y empalme con separador de produccin
Colector y empalme con depurador de gas de instrumentos
i.5.2) Gua Tcnica
Caudal normal de quema Separador V-0300 : 850 000 m3/d
20MMscfd
Caudal normal de quema Separador V-0400 : 850 000 m3/d
20MMscfd
i.6) Sistema de Tratamiento de Aguas Residuales de Produccin
El agua de drenajes a colectar se depositara en una cmara de lquidos
donde se almacenaran para su posterior traslado por cisternas.
La cmara ser diseada de acuerdo al volumen de lquido que producir
el separador de produccin.
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i.6.1) Componentes Principales
Colector y empalme con separador de produccin
Colector y empalme con trampas de lanzamiento y recepcin
i.6.2) Gua Tcnica
Caudal de aguas de produccin Separador V-0300 : 4,00 m3
Caudal de aguas de produccin Separador V-0400 : 4,00 m3
i.7) Sistema de Aire de Instrumentacin
Todas las locaciones de los pozos sern diseadas para operar un panel
local (HIPPS) de boca de pozo con aire de instrumentos, panel desde
donde se alimenta los actuadores neumticos de las vlvulas Mster y
Wing de arbolito.
i.7.1) Componentes Principales
Compresores de Aire Motores Elctricos / Tanques de Reserva
Sistema Distribucin de Aire de instrumentos
Tablero Elctrico y de Control
i.7.2) Gua Tcnica
Presin de descarga:
Mximo : 175 psig
Mnimo : 85,3 psig Cantidad de compresores : 1 en operacin por
Locacin
Ubicacin de los compresores de aire : Locacin de pozos
Presin aire de instrumentos : 150 psig
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i.8) Sistema de Seguridad y Cierre de Emergencia
Un panel local (HIPPS) de boca de pozo, se utilizara para abrir y cerrar
vlvulas SSV, en forma manual o automtica.
Se proveer con interruptores de presin para que a futuro se pueda
efectuar operaciones remotamente por medio de un comando de cierre
externo enviado desde el RTU local.
Los equipos e instrumentos a instalar, debern tener la opcin de
transferencia de datos para futuros sistemas de telemetra.
i.8.1) Componentes Principales
Panel HIPPS para comando de Vlvulas SSV
i.8.2) Gua Tcnica
Operando con aire de instrumentacin
i.9) Sistema de Gas para Instrumentos
En las Facilidades de Produccin, la funcin del sistema ser de entregar
gas para ser utilizado por, vlvulas de control, vlvulas accionadas, y
otros instrumentos.
La fuente primaria de gas para instrumentos ser la lnea de produccin
que entra al separador. El sistema contempla reguladores de presin de
gas, donde se bajara la presin utilizando un conjunto de vlvulas de
control de presin. Los lquidos arrastrados se removern de la corriente
de gas para instrumentos mediante un Depurador de Gas. La corriente de
gas libre de lquidos que sale del depurador ser enviada a un cabezal
ubicado en el patn del separador de produccin para distribucin.
i.9.1) Componentes Principales
Conjunto de vlvulas de control de presin
Depurador de Gas para instrumentos
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Figura N 4-4 Facilidades Santa Rosa Este
N.G
.
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CAPITULO V
COSTOS Y CRONOGRAMA
5. ANALISIS ECONOMICO Y CRONOGRAMA DE TRABAJO
Para los efectos de cotizacin se analizara nicamente lo expuesto en las
infraestructuras de explotacin de cada rea, como son las lneas de
recoleccin y produccin, locaciones de pozos y facilidades de produccin,
as como tambin las especificaciones del material, hoja de datos, planos
P&IDs y plot plans correspondientes.
5.1 ANALISIS ECONOMICO
5.1.1 COSTO ESTIMADO DEL PROYECTO
CUADRO N 5.1 MATERIALES
NSTOCK DESCRIPCION Unid COST.U. CANT. COST.PARCCAERIA Global
872198
VALVULAS Global
104329
BRIDAS Global
50000
CODOS Global
25620
TEENORMAL Global
15200
TEEREDUCCION Global
6500
REDUCCIONESCONCENTRICAS Global
2500
REDUCCIONESEXCENTRICAS Global
600
CASQUETE Global
6000
JUNTADEANILLO Global
3000
JUNTASDIELECTRICAS Global
200
EMPAQUETADURA
SIMIMETALICA
Global
210
ESPARRAGOS Global
16520
TAPON Global
500
NIPLE Global
280
BUSHING Global
320
MANTASTERMOCONTRAIDAS Global
90
WELDOLET Global
240
THREDOLET Global
300
SOCKOLET Global
400
DOBLE
UNION
Global
900
MANOMETRO Un.
25 750
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80
CUPONDECORROSION Un. 25 875
INDICADORDEPIG Un.
6 180
PigLaucher,6,4,ANSI600,SCH5LX52BLACKXS,
w/VALVESANDCONTROLS
Un. 2 600
PigReceiver,6,4,ANSI600,SCH5LX52BLACKXS,
w/VALVESANDCONTROLS
Un. 1 300
ROD,WELDING,ELECTRODE,AWSE6010,1/8,
CELLOCORDPT(20KG/CAN)
Lata 39,20 100 3920
ROD,WELDING,ELECTRODE,AWSE7010,5/32,
CELLOCORDPT(20KG/CAN)
Lata 41,40 150 6210
Disc.corteydesbastede,7y4 Un. 10,00 840 8400
Disc.decepillode, 7y4 Un. 8,00 300 2400
DIESEL Gal. 5,10 30000 153000
$ 1282542
CUADRO N 5.2 EQUIPOS
DESCRIPCION DIAS CANT. $/DIA COST.PARCTERCEROS TRACTOR,INC.MANT.(D5HLGP,conWinchey
ZapatasAnchas90 3 80,00 21600
TERCEROS SIDEBOOM,INC.MANT.(condobladordetubosy
plumareforzada)90 2 80,00 14400